吐哈油田最大规模压裂作业一次成功

5月28日14时11分，吐哈油田公司、吐哈石油勘探开发指挥部精心部署，联合作战，13辆压裂车同时在丘东29井发出了轰鸣声。经过2个多小时的压裂施工，共打人压裂液756立方米，加砂109立方米，液氮47立方米，施工最高砂比达到50％，施工合格率100％，油田公司所需资料数据全部取全取准，吐哈油田有史以来最大规模的压裂作业一次成功。     

塔克拉玛干首口特大规模酸化压裂井完工

6月26日，西部钻探塔里木第一勘探公司酸化压裂分公司安全地将5468立方米压裂液注入塔中62-H9水平井，创下了塔克拉玛干大漠腹部酸化压裂施工井段最多、入井液量最大、施工时间最长三项新纪录。     

大港油田新型压裂液走红南美市场

正日前,从秘鲁传来消息,Talara油田EA11188D井应用大港油田自主研发的海水基压裂液后,日产油由0.8立方米增至6.3立方米,且持续有效稳产81天,压裂效果获甲方高度认可。这一新型环保压裂液在南美市场一炮而红。大港油田毗邻渤海,海水资源丰富。油田在压裂液研究方面,从淡水配制压裂液逐步向海水配制压裂液转变。近年来,大     

小眼井水力压裂的技术探讨

分析小眼井压裂对压裂工艺、支撑剂、压裂液的技术要求，及压裂工艺和压裂液技术面临的难题，提出了解决小眼井压裂技术难题的方法，从技术上论证了眼井压裂的可行性的。     

大港油田新型压裂液走红南美市场压裂效果获甲方高度认可

正7月12日从秘鲁传来消息,Talara油田EA111-88D井应用大港油田自主研发的海水基压裂液后,日产油由0.8立方米增至6.3立方米,且持续有效稳产81天,压裂效果获甲方高度认可。这一新型环保压裂液在南美市场一炮而红。大港油田毗邻渤海,海水资源丰富。油田在压裂液研究方面,从淡水配制压裂液逐步向海水配制压裂液转变。近年来,大港油田系统研发海水基压裂液、采出水压裂液及压裂返排液再利用三大技术,既满足了生产需求,又有效节约了淡水资源,减少采出水外排处理量。作为突破南美市场的首站,秘鲁Talara油田毗邻太     

长城钻探页岩气“井工厂”压裂“瘦身”提效

正长城钻探自主研发的GWFR-1高效减阻剂、滑溜水压裂液体系两项创新技术成果,打破了国际技术垄断,大幅降低成本,为助推规模体积压裂和绿色环保压裂施工升级奠定了基础。截至10月28日,长城钻探公司自主研发的GWFR-1高效减阻剂及滑溜水压裂液体系,在四川威202H6平台应用6井/125段,滑溜水压裂液达到23.56万立方米。威202H6平台     

基于返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法及应用

页岩气多段压裂水平井的缝网参数通常利用产气数据解释获得。虽然对产气数据进行解释能得到裂缝参数，但很难获得压裂有效体积。为快捷地获取页岩气井压裂有效体积，该研究建立了页岩气多段压裂水平井压裂液返排数学模型，并结合水相物质平衡方程和渗流方程，推导获得了页岩气井多段压裂水平井压裂有效体积表达式。通过分析模型解发现，在边界控制流阶段产量规整化压力与物质平衡时间双对数曲线为单位斜率直线，利用该阶段产量规整化压力及物质平衡时间数据，可以计算页岩气井压裂有效体积，从而形成了一套基于压裂液返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法。实例应用表明：(1)构建的页岩气多段压裂水平井压裂液返排模型能快速地计算页岩气井压裂有效体积，且计算结果可靠；(2)计算页岩气井压裂有效体积不能忽略试气期间的压裂液返排数据，否则计算结果偏小；(3)形成的页岩气井压裂有效体积计算方法还能识别邻井压裂干扰，并定量化表征邻井压裂干扰对页岩气井压裂有效体积的影响。该研究成果为油田现场估算页岩气井压裂有效体积提供了一种新的方法，同时也为油田现场识别邻井压裂干扰提供了新的思路和方法。     

玉探1井致密油藏超深井压裂工艺

玉探1井是吐哈盆地的一口预探直井,压裂目的层埋深6 056~6 063 m,温度150 ℃,孔隙度为8.42%,渗透率0.495×10?3 μm2,压力系数1.26,最小主应力118~124 MPa,属典型超深、超高温、超高压、致密储层。玉探1井的开发成功将实现台北凹陷勘探的重大突破。该井是吐哈油田目前最深的一口井,压裂增产改造面临施工压力异常高、对压裂液性能要求高、管柱风险大等一系列难题。该井首次压裂前进行小型压裂测试,通过压降测试数据和阶梯降排量分析求取摩阻、渗透率及裂缝延伸压力。首次压裂时,采用150 ℃超高温有机硼延迟交联压裂液、控排量、套管双平衡压力保护、段塞式加砂的方式进行压裂改造,但由于施工时井口压力太高,未完成设计加砂量。重复压裂时,在首次压裂技术的基础上添加了人工遮挡层技术,并采用密度为1.12 g/cm3超高温延迟加重压裂液,使井口压力降低7~9 MPa,顺利完成设计加砂量。玉探1井压裂试验成功,标志着油田压裂技术迈上了“超深、超高温、超高压”三超井压裂的新阶段。     

刊中报

新闻图说塔克拉玛干首口特大规模酸化压裂井完工6月26日,西部钻探塔里木第一勘探公司酸化压裂分公司安全地将5468立方米压裂液注入塔中62-H9水平井,创下了塔克拉玛干大漠腹部酸化压裂施工井段最多、入井液量最大、施工时间最长三项新纪录。     

低聚物压裂液将成为吐哈低产区块的“解药”

吐哈油田井下公司压裂酸化分公司使用新型的JX-D低聚物压裂液在温米油田温气11井进行压裂。据了解，这种新型的压裂液在油田应用成效明显，在3口井压裂中成功应用，压后平均每口井日增油达9m^3。JX-D低聚物压裂液是一种新型清洁型压裂液，具有携砂性能好、残渣含量低、返排率高、对地层伤害较小等优点。这种压裂液配置完成后破胶完全，比通常采用的无聚物压裂液返排效果更好。2007年10月，压裂酸化分公司根据吐哈油田地层特点，完成了低聚物压裂液的室内试验和检测，并在温米油田的温8—206井作业时成功应用。     

吐哈深层稠油井改喝“开水”

吐哈油田应用特色技术提高压裂液温度，深层稠油井取得良好增产效果。7月1日在采访现场，压裂技术人员对记者形象地说，稠油井改喝“开水”后，单井增产3倍多。     

国外油井压裂机泵组的发展

国外压裂酸化技术发展很快。近年来油井压裂工艺的发展趋向是高压力、大排量、大颗粒砂和高含砂量的新型压裂液。压裂时用的水功率在某些井中高达15000马力。在有的井内需注入3785米~3的压裂液。在另一些井中,使用过大约800升/秒的注入速度。压裂液的含砂量可达1.8～2.4公斤/升。砂子颗粒有4-6网目(4-6毫米)、6-8网目(3-4毫     

DG2井压裂液加重技术

DG2井压裂层段6 433.50~6 441.00 m,地层温度174.5 ℃,采用常规密度压裂液预计地面施工压力将达140 MPa以上,超过目前压裂设备、高压管汇和压裂井口最高140 MPa的额定工作压力极限。为了完成该井的压裂施工任务,从施工设备、高压管汇和井口均按140 MPa的承压能力进行配套,并通过室内试验优化,研究出了密度大于1.40 g/cm3的加重压裂液配方及现场配制工艺,使得该井压裂改造得以顺利实施,获得了超高地面施工压力压裂施工的宝贵经验。     

基于离散元方法的拉链式压裂效果影响因素分析

井间应力干扰对页岩储层“井工厂”模式开发效果影响显著，致使储层改造结果与设计方案存在一定误差，准确分析和确定井间应力干扰作用下的裂缝扩展规律是当前一个亟待解决的问题。基于离散元方法建立三维拉链式压裂裂缝扩展模型，研究水平主应力差、压裂液排量以及井间距对裂缝扩展形态的影响，以及定量分析对裂缝总体积的影响程度。研究结果表明，井间距小于80 m，裂缝尖端易发生偏转，即井间距较小条件下井间应力干扰明显；各因素对裂缝总体积的影响程度主次顺序为：压裂液排量>井间距>水平主应力差，因此现场施工时主要调整压裂液排量来改善压裂效果；水平主应力差对裂缝总体积影响不显著，主要决定裂缝尖端偏转程度，水平主应力差小于6 MPa时裂缝易发生偏转而形成复杂裂缝网络，在此基础上增大压裂液排量到0.3 m³/s以及增加井间距到80 m，可使水力裂缝总体积从326.36 m³增大到482.75 m³，增大了47.92%。研究结果对优化水平井拉链式压裂工艺措施提供参考，对提高页岩储层采收率具有重要借鉴意义。     

涪陵页岩气田压裂后闷井工艺适应性初探

利用X射线衍射、扫描电镜,结合自发渗吸、核磁共振实验,研究了涪陵页岩气储层特性及其对压裂液渗吸和扩散的能力,探索了涪陵地区储层的渗吸及孔隙内部压裂液流动规律,评价了涪陵地区页岩气储层压裂后闷井的潜力,分析了储层物性对压裂后闷井效果的影响,并开展了压裂后闷井试验。结果表明：涪陵页岩气储层具有一定的压裂后闷井的潜力,压裂后闷井可有效降低试气阶段的压裂液返排量,增强储层与压裂液的相互作用,增加初期测试产量;层理和微裂隙发育程度、储层改造效果是影响闷井效果的关键因素,储层对压裂液的渗吸、扩散以及储层微裂隙的诱导是增强产能的关键机理。该研究结果可为其他地区开展压裂后闷井提供依据和参考。     

深水救援井连通压裂液性能研究

救援井与事故井不能成功交会时,采用压裂的方法使两口井连通时所用到的压裂液即为连通压裂液。深水压裂作业的一个主要的问题是在不超过地面设备压力极限的条件下提供足够的井底造缝压力。要解决该问题,可以采用对压裂液进行加重的方法。研究针对深水救援井连通压裂的施工需要,室内优选设计了一种适合深水救援井连通压裂的压裂液基本配方:淡水+0.4%VIS+0.4%SWQ+3%KCl+0.05%PAM+98%NaBr(配方百分数为质量分数),并对压裂液的加重性能、耐温性能、低温流变稳定性、耐剪切性能以及降阻性能进行了评价。研究表明,该压裂液体系可加重至1.5g/cm3,耐温可达140℃,并具有较好的耐剪切性能、降阻性能,能够满足深水救援井连通压裂的需要。     

压前评估在葡西油田古137区块压裂井中的应用

根据葡西油田古137区块开发压裂出现的压后产量达不到压裂投产的经济开发标准的问题,从压裂液体系、支撑剂的选用、纵向剖面上地应力条件对水力裂缝高度的影响3方面对以往压裂低效原因进行了分析评估。从这3方面进行优选,确定压裂施工规模,采用“二低、二高”的压裂施工参数设计思路提高近井导流能力,采用胶囊破胶剂与尾追常规破胶剂的双元破胶剂体系措施提高压裂液返排率,降低压裂液对储层和裂缝导流能力的伤害。2004年底进行了11口井压裂研究策略的现场压裂试验,获得较好效果,为该区块后续的开发井压裂提供了必要的技术保证。     

涪陵页岩气田压裂后闷井工艺适应性初探

利用X射线衍射、扫描电镜,结合自发渗吸、核磁共振实验,研究了涪陵页岩气储层特性及其对压裂液渗吸和扩散的能力,探索了涪陵地区储层的渗吸及孔隙内部压裂液流动规律,评价了涪陵地区页岩气储层压裂后闷井的潜力,分析了储层物性对压裂后闷井效果的影响,并开展了压裂后闷井试验。结果表明:涪陵页岩气储层具有一定的压裂后闷井的潜力,压裂后闷井可有效降低试气阶段的压裂液返排量,增强储层与压裂液的相互作用,增加初期测试产量;层理和微裂隙发育程度、储层改造效果是影响闷井效果的关键因素,储层对压裂液的渗吸、扩散以及储层微裂隙的诱导是增强产能的关键机理。该研究结果可为其他地区开展压裂后闷井提供依据和参考。     

八区下乌尔禾组油藏加密扩边井压裂工艺技术研究

八区下乌尔禾组油藏从2003年开始再次进行加密和扩边，井距从270—380m加密为190-270m，小井距试验区95-190m，同时由于该油藏具有低压、低渗、且天然裂缝比较发育的特点，给压裂投产带来了比较大的难度。继续采用原来的压裂液和压裂工艺已经不能满足谊油藏加密和扩边井压裂投产的需要，因此，针对该油藏现状，对压裂设计、压裂液和现有压裂工艺技术进行重新研究和改进，从而使压裂获得良好效果。为这类井有效压裂提供了经验。     

中国石化西南分公司小气田做出大亮点

日前，川西马井气田蓬三气藏喜讯连传，中石化西南分公司相继完成的37、39、40、41井组共6口井，经加砂压裂，获天然气无阻流量50万立方米，单井无阻流量达8．6万立方米，比上年同构造同层位单井产量多提交逾50％。